风光储协调控制研究及应用

风光储协调控制研究及应用风光储输示范电站运行情况

动力电池梯次利用研究工作储能在新能源主动支撑方面的应用010203CONTENTS目录风光储输示范电站运行情况l

1

风光储工程：

利用风光资源互补优势

，

引入储能提高出力品质

，提升电网对新能源的接纳能力；

虚拟同步发电机工程：

新能源发电占比增加

，

电网调节能力下降稳定风险提高

，新能源需具备主动支撑能力；

梯次利用工程：

电动汽车普及

，如何提升海量退役电池的利用价值；发挥了示范引领作用！2011年2月

2011年4月2011年8月2012年12月

2014年12月

2016年12月

2017年11月

1、

国家风光储输示范电站——发展历程100MW风电

、

40MW光伏

、

20MW储能118MW风电

、

10MW储能VGS500MW风电

、

400MW光伏3MW*3h梯次电池系统12MW光伏VSG220kV智能变电站

倒送电成功220kV智能变电站国家风光储输示范

工程（一期）投产国家科技支撑计划

七大课题启动风电、集中式储能

VSG建成投运光伏虚拟同步发电

机全部建成投运梯次利用电池

投运确定工程技术实施方案二期工程投产4l示范应用了5种类型、

5种跟踪方式以

及固定式的光伏发电技术

示范应用5种类型、

5种跟踪及固定式光伏100MW；

示范应用了7种型号风机共446.5MW。;

2018年发电量突破10亿kWhl示范应用国内最典型的7种型

号风机

1、

国家风光储输示范电站——发展历程5

对7类共33MW/95.5MWh的电化学储能技术进行

运行研究和实证评价

，

其中包括：

锂电池储能系统24MW/66MWh

铅酸电池储能系统2MW/12MWh

钛酸锂电池储能系统1MW/0.5MWh

液流电池2MW/8MWh

超级电容储能系统1MW*15s

梯次利用动力电池系统3MW/9MWh主要技术参数国家风光储示范工程储能系统能量转换效率>90%整站响应速度<900ms单机响应速度<100ms整体出力偏差<1.5%组间一致性偏差＜8%联合监控功率平滑<5%/10min计划跟踪偏差<3%

1、

国家风光储输示范电站——发展历程磷酸铁锂电池钛酸锂电池液流电池铅酸电池超级电容铅碳电池

目前

，风光储储能电站已实现不间断参与联合发电条件

，能在“平滑波动”和“削峰填谷”

模式间切换

，实现了长周期风、光发电波动尺度控制；

跟踪计划能力

储能参与断面控制后

，平均均方根误差降低为原来的50.4%

，计划值容许范围内点由原来的

60%提升至90%

，计划跟踪效果显著提升。1101009080706050400

5

10

15

20

25

30光

风

机总

出

力

计

划储

总

出

力

值

1、

国家风光储输示范电站——运行性能有

功

功

率（MW)时间

/(小时)光风

风总

出

力

跟踪计划出力运行数据分析

统计2月份储能用于风电场跟踪计划

，月可用率100%，

20MW储能系统共吸收电能310.96MWh

，放出电能285.35MWh

，最大支撑功率14.34MW

，最大吸收功率17.81MW，通过减少弃风实现盈利16万元。风电功率储能功率计划出力风储总出力

1、

国家风光储输示范电站——运行性能2月份储能用于风电场跟踪计划出力风/储出力曲线

平滑出力波动

储能参与平滑以后风光储出力的波动性显著降低。以1min长度的滑动窗统计各个时段内平

滑效果

，平滑系数在0~0.8区间内均匀分布。

风

风光出力

光储出力

1、

国家风光储输示范电站——运行性能储能平滑风光出力波动曲线平滑出力后平滑系数分布6.8

6.97

7.17.27.37.47.57.6时间/点

x

10400.

10.20.30.40.50.60.70.80.91平滑效果0.

10.050403530252015105储能平滑效果分布图有功功率/Mw概

率

平滑波动运行数据分析

采用储能用于平滑出力波动后，

电站出力波动明显变小；4月18日全天共充电22.48MWh，

放电26.35MWh。

1、

国家风光储输示范电站——运行性能4月18日风/光/储分别出力储能平滑前后输出功率对比

储能设备运行性能监测

电科院每年会对各类型电池的容量保持率、转换效率、充放电响应时间、运行故障分析等主

要项目进行检测

，对比研究各类电池衰退趋势及技术性能

，为其他项目作参考。

1、

国家风光储输示范电站——运行性能

电池模组/单体运维

通过分析运行中各电池单体电压标准差/标准差系数、

电压极值位置统计、

阻抗差异等方法

对劣化电池单体或模组进行定位

，有针对性的进行运维。电压极值位置统计

电池运行电压标准差/标准差系数

1、

国家风光储输示范电站——运行性能动力电池梯次利用研究工作I

2

冀北电科院从2015年起依托①风光储梯次利用储能工程；②风光储联合发电运行技术国家

电网重点实验室；③各层级科技项目

，不间断地对梯次利用动力电池进行研究。

完成梯次利用电池单体、模组1500次（0.3C）实验室循环性能测试；

搭建了储能变流器多机并联半实物仿真平台

，对储能控制技术进行深入研究；

开展储能在新能源电站、高压输电网、配电网等不同应用场景下容量优化配置。梯次利用储能系统

储能电池检测与半实物仿真平台

2、

动力电池梯次利用

衰退特性和寿命预测技术

深入研究了退役动力电池与模组性能衰退规律

，基于抽样电池进行1500次储能工况循环试

验明确了电池内阻、

电压等关键参数剩余容量关系

，为筛选配组集成提供了技术支撑。

设计了退役界面容量分段、

欧姆内阻增长率作为修正因子的退役电池容量衰退规律预测函数，填补了梯次利用电池寿命预测的研究空白。单体电池内阻与容量的变化曲线

2、

动力电池梯次利用——三项能力单体电池各循环阶段性能差异对比寿命预测模型

工程化运维关键技术

提出一种基于抽检试验的梯次利用电池储能系统不一致性维护关键指标的确定方法

，可显

著缩短维护时间。

研制出适用于梯次利用电池储能系统的现场诊断装置

，并在风光储进行试验。电池模块状态评估指标体系

储能容量检测与缺陷诊断系统

现场诊断装置

2、

动力电池梯次利用——三项成果

技术经济性分析

提出了考虑梯次利用电池运行特性和寿命特征的净现值分析方法

，建立了梯次利用电池储

能平准化模型。

建立了梯次利用电池储能系统详细成本模型

，在冀北电价体系下建立收益模型

，建立了储

能电站全寿命周期总投资成本的现值与寿命期总发电量年值的比值的平准化模型

，准确计算了梯次利用储能度电成本水平。

t

=365l

(n

—

1)+1

(1+

i)

2、

动力电池梯次利用——三项成果储能在新能源主动支撑方面的应用l

3

随着国家能源转型推进

，高比例新能源成为新一代电力系统重要特征。

新能源对电网的弱支撑性与低抗扰性是造成消纳受阻和影响电网安全的本质原因。通过新能源机

组故障穿越能力改造等手段

，低抗扰性问题已得到部分解决

，弱支撑性问题依然突出。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用19

主动调频能力不足

，导致系统频率特性发生显著恶化；9.19锦苏直流闭锁

主动调压能力不足，

电压波动引发的大规模脱网事件频发：

5.14冀北沽源风电脱网

机组阻尼不足导致振荡问题频发：冀北沽源地区振荡&新疆哈密山北地区次同步振荡锦苏直流闭锁

，

3.55%功率缺额义缘站3#主变220kV侧各相电压变化情况沽源谐振过程伴随大量风机脱网

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用20

虚拟同步发电机技术是基于电力电子设备灵活可调优势

，通过模拟同步机电气方程与转子运动方

程

，使新能源机组具备惯量、一次调频、

阻尼和主动调压等主动支撑电网的能力

，使新能源由“被动调节”转为“主动支撑”。虚拟同步发电机技术原理示意图

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用模拟21

探索新能源发电主动支撑技术、填补虚拟同步发电机在大电网应用的空白，

2016年

，依托风光储

电站启动新能源虚拟同步机示范工程建设。

共建设投运三大类6种虚拟同步发电机示范工程；对不同储能类型、不同储能方案、不同风机调频

方案进行深入对比研究。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用22

风电虚拟同步发电机

成功研制2MW单元式光伏虚拟同步发电机；

实现方案：刷新程序或更换风机主控

，均同时采用预留备用和转子惯量支撑两种技术路线；

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用23

基于桨距角控制：

即预留备用

，是通过控制让风电机组实时预留出一定比例的备用功率

，风机可实现与火电机组相

当的调频特性；经济性较差

，更适用于在常年限电地区。

转子惯量支撑：

当频率下降时

，风机释放转子动能增大电磁功率输出以功率支撑；

当频率上升

，风机适度收桨减

小电磁功率。仅修改风机控制程序

，不增加硬件成本

，且对机组发电量影响较小；但在转速恢复

阶段

，会给电网频率带来二次跌落的问题。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用转子动能释放方式实测曲线预留备用方式实测曲线24

光伏虚拟同步发电机

研制分别装配50kW*30min锂电池和超级电容的500kW单元式光伏虚拟同步发电机。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用光伏虚拟同步发电机拓扑结构25

光储协调：

提出了考虑光伏MPPT运行与储能容量的光伏虚拟同步发电机综合调频控制策略

，解决了光照捕获效率和储能支撑裕度难以兼顾的难题。

电池特性兼容：

针对超级电容和锂电池两种储能单元在充放电倍率和循环寿命方面的不同

，分别提出了主-从和对

等光储协调控制方案。锂电池超级电容

优先储能充放电

，若储能吸收功率最

储能仅增发功率

，光伏仅降低功率。

大值不足以支撑调频

，光伏降低功率。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用26

集中式储能虚拟同步发电机

项目建设了2台单机容量5MW*20min集中式具备虚拟同步功能的储能电站

，具备一次调频、调

压、黑启动、次同步震荡抑制功能

，为世界首次；

承担100MW风电机组一次调频任务；电站VSG拓扑结构现场照片（电池系统+变流器）

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用27

采用电压源型控制方案

，快速响应并网点频率和电压变化

，提供场站级惯量/阻尼和调压调频能力；

提出了主控-模块分层控制结构

，突破电力电子功率器件物理耐压约束，

同时防止了功率单元并联

引起环流、振荡。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用电压源性控制框图

分层控制拓扑结构28

提出了电池组低压双级拓扑结构

，使得系统中电池单体可运行于宽电压范围

，对电池不一致性容忍度增高；解决了高压穿越工况下单体电池电压过高影响电池运行寿命的问题；

提出了基于储能电池SOC主动均衡和容量保持控制策略

，对系统中劣化的SOC异常的功率单元进

行主动均衡

，并动态保持SOC于适宜状态

，使得电池系统能长期保持较高的功率与容单体量备用。电池组低压双级拓扑结构

基于SOC主动均衡和容量保持控制策略

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用29

集中式储能系统调频/调压性能优异

，惯量响应时间50ms

，一次调频响应时间100ms

，功率精度

0.5%；

以5MW电站式VSG为启动电源

，构建了风光储站内孤网运行环境

，首次实现了全电力电子系统黑启动实验；实现50km外500kV变电站的零起升压。集中式储能调频/调压实测曲线零起升压电压电压曲线

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用30储能类型对比锂电池VS超级电容储能建设方案对比分布式储能VS集中式储能风电调频方案对比仅储能支撑VS仅风机转子动能VS风储协同

通过对虚拟同步发电机示范工程以下三方面对比研究

，可输出几点结论以供参考。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用31

储能类型对比：锂电池的调频效果更优

运行效果：（

1）锂电池与光伏变流器为对等控制

，可全天候调频备用；（

2）储能系统功率响应

速度主要取决于变流器

，超级电容响应速度并未占优。

经济性：相同投资成本下

，锂电池容量为50kW*30min

，超级电容为50kW*15s（2）超级电容1h内需充电20min

两种电池参数对比

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用（

1）锂电池了持续调频32控制方式：

直流母线并联10%Pn*30min储能锂电池

单元

，

以响应电网一次调频。控制方式：

通过光伏逆变器

预留10%Pn备用容量

，

支撑

系统一次调频。控制方式：

基于集中式储能系统的调频能力

，

支撑系统

调频。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用光伏+分布式

储能

储能建设方案对比：集中式储能更具经济性电站式VSG预留备用33

储能建设方案对比：集中式储能更具经济性

技术方面：模拟新能源装机占比20%

，系统功率缺额5%电网场景下

，三种方案一次调频效果相

当，

由于其功率响应速度快

，调频效果均优于火电机组；

经济方面：以冀北地区100MW光伏电站为例

，对比分析三种调频方案的经济性，

电站式VSG经济型最好

，改造成本不超过建设投资的2.5%（基于当前储能价格、按常规火电厂6%-10%调频支

撑能力测算）应用模式技术性经济性（

100MW风电场）预留10%Pn备用容量优于火电机组年经济损失约1982万元配置10%调频

储能单元年均投资300-400万元电站式虚拟同步

发电机年均投资100-200万元

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用34控制方式

：基于集中式储能系统的调频能力

，

支撑系统

调频。控制方式

：通过主控系统提前变桨

，使风电机组在原有

功率特性曲线下方运行。控制方式

：调节电磁转矩，降低或升高发电机转速来达

到有功功率支撑。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频加装储能预留备用转子惯量35备用容量风场限电损失电量/发

电量%年损失

（万元）10%不限电18.57%250050%出力

以上限电11.76%1600技术方面：调频特性与火电机组相当。基于现场实测的风机VSG模型进行仿真

，风

机采用留备用方式参与系统调频时

，调频特

性与火电机组相当。风电参与系统一次调频应用模式——预留备用经济方面：以容量为100MW的风电场为例

，每年经济损失最高可达2500万元。

3、

储能在新能源主动支撑方面的应用——风电调频风机采用预留备用模式参与系统一次调频曲线注

：依据冀北某风电场实际出力数据测算36最好情况技术方面：频率二次跌落问题严重

，即使最好情况下频率二次跌落的深度也和一次跌落相同；风机退出调频时会对系统造成严重扰动

，恶化系统频率动

态。风电参与系统一次调频应用模式——基于转子动能经济方面：仅需风机软件升级

，改造难度小、实施容易

，成本低。

3、